RU2552882C2 - Способ работы электростанции - Google Patents
Способ работы электростанции Download PDFInfo
- Publication number
- RU2552882C2 RU2552882C2 RU2012138139/06A RU2012138139A RU2552882C2 RU 2552882 C2 RU2552882 C2 RU 2552882C2 RU 2012138139/06 A RU2012138139/06 A RU 2012138139/06A RU 2012138139 A RU2012138139 A RU 2012138139A RU 2552882 C2 RU2552882 C2 RU 2552882C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- power
- gas turbine
- water vapor
- power plant
- energy
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/106—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with water evaporated or preheated at different pressures in exhaust boiler
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
- F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
- H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
Изобретение относится к энергетике. Способ работы электростанции, содержащей газотурбинную установку и систему выработки энергии с помощью водяного пара, которая приводит в действие по меньшей мере один электрический генератор, при этом газотурбинная установка производит отходящие газы, которые направляют в паровой котел системы выработки энергии с помощью водяного пара. В установившемся режиме работы газотурбинная установка генерирует первую выходную мощность, паровая турбина вырабатывает вторую выходную мощность, при этом общая генерируемая мощность, представляющая собой сумму первой и второй выходных мощностей, по существу равна собственным нуждам электростанции. Также представлены способ запуска электростанции и способ снижения мощности электростанции. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу работы электростанции. В частности, далее сделана ссылка на электростанции с комбинированным циклом.
Уровень техники
Традиционно электростанции, такие как электростанции с комбинированным циклом (т.е. электростанции, содержащие паро- и газотурбинные установки), производят базовую электрическую энергию, которая поступает в электрическую сеть. С разбалансировкой рынка энергии при повышенных ценах на топливо и постепенным распространением возобновляемых источников энергии электростанции с комбинированным циклом все больше и больше используются для удовлетворения требований пиковых мощностей.
Для того чтобы удовлетворить требования пиковых нагрузок, необходимо очень быстро согласовать работу электростанций с комбинированным (парогазовым) циклом (в частности, в отношении электрической энергии, подводимой во внешнюю электрическую сеть). Другими словами, они должны быть способны работать с большой гибкостью. Например, когда энергия, необходимая для электрической сети, низкая, они должны быть способны уменьшить электрическую энергию, подводимую в электрическую сеть, вплоть до нуля, а когда электрическая сеть вновь требует электрическую энергию, они должны быть способны обеспечить ее очень быстро (в некоторых случаях они должны быть способны обеспечить десятки мегаватт в секунды).
В патентном документе ЕР 2 056 421 раскрыт способ подключения электростанции с комбинированным циклом (использующий паро- и газотурбинные установки) к электрической сети. Этот способ включает следующие стадии:
на первой стадии газовая турбина имеет полное число оборотов, но в электрическую сеть никакая электроэнергия не подается (при этом прерыватель тока разомкнут); при проведении этой стадии паровая турбина нагружается;
на второй стадии прерыватель тока замкнут; во время этой стадии паровая турбина дополнительно нагружается;
на третьей стадии электростанция активирует электрическую сеть; паровая турбина на этой стадии также нагружается;
на четвертой стадии электростанция снабжает электрическую сеть электроэнергией; в процессе осуществления этой стадии паровая турбина дополнительно нагружается.
Таким образом, очевидно, что в процессе осуществления стадий от первой по четвертую паровая турбина не обеспечивает подачу какой-либо электроэнергии в сеть, а именно паровая турбина находится в переходном режиме работы, в режиме нагружения.
По этой причине известный описанный выше способ может иметь некоторые недостатки.
Фактически, если паровая турбина работает в переходном режиме, она не способна подавать в электрическую сеть какую-либо электрическую мощность. Электростанция, таким образом, не может быть способной удовлетворить требования электрической сети в скачкообразной выработке электроэнергии. Например, в некоторых случаях потребности сети в скачкообразной выработке электростанцией электроэнергии могут составлять до 50 МВт/сек или более.
Сущность изобретения
Один аспект изобретения заключается таким образом в обеспечении способа, посредством которого электростанция с комбинированным циклом способна соответствовать требованиям внезапного скачкообразного изменения мощности, исходящим от сети.
Этот и другие аспекты достигаются согласно изобретению за счет обеспечения способов в соответствии с приложенными пунктами формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Другие особенности и преимущества изобретения будут более ясными из описания предпочтительного, но не единственного воплощения способа, иллюстрируемого в сопровождающих описание чертежах с помощью примера, не ограничивающего изобретение.
Фиг.1 и фиг.2 - схема электростанций с комбинированным циклом, которые могут быть использованы для осуществления способа.
Фиг.3 и фиг.4 - иллюстрация двух воплощений способа.
Фиг.5 и фиг.6 - иллюстрация воплощений запуска электростанции с доведением ее до параметров, при которых электростанция подключена к электрической сети (с разомкнутым или замкнутым прерывателем), но без подвода к ней какого-либо количества электроэнергии.
Фиг.7 и фиг.8 - воплощения разгрузки электростанции с доведением ее до параметров, при которых электростанция подключена к сети (с разомкнутым или замкнутым прерывателем), но без подвода к ней какого-либо количества электроэнергии.
Подробное описание воплощений изобретения
Способ может быть осуществлен в электростанции, схематически показанной на фиг.1.
Электростанция 1 содержит газотурбинную установку 2, имеющую компрессор 3, камеру 4 сгорания и турбину 5. В камеру 4 сгорания подают топливо 6 и окислитель 7 (обычно воздух, сжатый в компрессоре 3). В результате сжигания топлива 6 с окислителем 7 генерируются отходящие газы, которые расширяются в турбине 5 с получением механической энергии.
Турбина 5 выбрасывает отходящие газы 8, которые затем поступают в систему 10 выработки энергии с помощью водяного пара. Указанная система 10 выработки энергии с помощью водяного пара содержит котел 11 (называемый также котлом-утилизатором (HRSG)), который принимает отходящие газы 8 из газотурбинной установки 2 и производит водяной пар, который расширяется в паровой турбине 12. Как обычно, система оборудована конденсатором 13 и насосом 14.
Газотурбинная установка 2 и система 10 выработки энергии с помощью водяного пара приводят в действие электрический генератор 20, подключенный к электрической сети 21 посредством электрической линии 22.
Фиг.2 иллюстрирует пример другой электростанции. На этой фигуре одинаковые номера позиций обозначают одинаковые или подобные элементы из числа описанных выше.
В электростанции на фиг.2 каждая из газотурбинной установки 2 и системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара приводит в действие один электрогенератор 20а, 20b. Электрогенераторы 20а и 20b, в свою очередь, подключены к электрической сети 21 посредством электрических линий 22 и соединены друг с другом с помощью электрической линии 23.
Возможны и какие-то другие схемы электростанции.
Способ работы электростанции описан далее со ссылкой на фиг.1 и фиг.3.
В соответствии с предложенным способом в установившемся режиме работы электростанции 1 газотурбинная установка вырабатывает первую выходную мощность 30, превышающую нулевое значение, а система 10 выработки энергии с помощью водяного пара вырабатывает вторую выходную мощность, превышающую нулевое значение, и общая полученная электрическая мощность 32 (общая полученная мощность представляет собой сумму первой и второй выходной мощности 30, 31) по существу равна собственным нуждам 33 электростанции 1.
Собственные нужды 33 соответствуют такой мощности, которая должна быть подведена к электростанции 1 или произведена электростанцией 1 для снабжения вспомогательного оборудования и для ее внутреннего использования. Таким образом, в режиме работы для собственных нужд 33 электростанция вырабатывает мощность для внутреннего использования, но она по существу не способна подавать какую-либо энергию в электрическую сеть 21.
В этой связи ссылочный номер позиции 32 на фиг.3 показывает, что мощность, подводимая в электрическую сеть, равна нулю.
Предпочтительно во время этой работы в установившемся режиме электрический генератор 20 подключен к электрической сети 21 (т.е. прерыватель замкнут). Следовательно, генератор 20 подает в сеть 21 напряжение, но не обеспечивает подвода в сеть какой-либо электрической мощности. В качестве альтернативы, электрический генератор 20 также может быть не подключен к сети 21 (т.е. прерыватель разомкнут).
В примере, представленном на фиг.3, выходная мощность 31 почти в два раза превышает величину выходной мощности 30. Тем не менее, ясно, что это лишь один из многочисленных возможных вариантов, и выходные мощности 30 и 31 вообще могут быть равны или могут отличаться.
В другом примере (фиг.4) газотурбинная установка 2 может вырабатывать отрицательную мощность или, другими словами, для ее работы может быть необходим подвод электроэнергии (главным образом, для работы компрессора). В этом случае электрическую мощность, необходимую для работы газотурбинной установки, обеспечивает система 10 выработки энергии с помощью водяного пара.
В этой связи фиг.4 показывает, что система 10 выработки энергии с помощью водяного пара генерирует выходную мощность 31, большую, чем собственные нужды 33 и чем требуется для газотурбинной установки 2 (поскольку ее выходная мощность 30 отрицательная). Поскольку положительная выходная электрическая мощность 31 компенсирует отрицательную выходную мощность 30, общая вырабатываемая мощность 32 (которая поступает в электрическую сеть 21) равна нулю.
При работе в таком режиме электростанция 1 готова подавать большую мощность в сеть 21 в очень короткие периоды времени, поскольку как газотурбинная установка 2, так и система 10 выработки энергии с помощью водяного пара уже находятся в рабочих режимах (подключены к сети 21 или не подключены). Кроме того, эти рабочие режимы могут поддерживаться в течение продолжительных периодов, так что электростанция 1 может быть постоянно подсоединена к сети без подачи в сеть 21 какой-либо электроэнергии, с ее подводом в электрическую сеть только в том случае, когда это необходимо. Электростанция 1 таким образом может работать для удовлетворения требованиям пиковой нагрузки, например, вместе с электростанциями, работающими на возобновляемых источниках энергии.
Описанный здесь установившийся режим работы может быть реализован из режима отключения электростанции (следовательно, для этого электростанция должна быть запущена) или из режима нормального функционирования, при котором электростанция подает электрическую энергию в сеть 21 (следовательно, электростанция должна быть ненагруженной).
Запуск
Запуск электростанции описан со ссылкой на фиг.5, которая показывает выходную мощность 30 газотурбинной установки 2, выходную мощность 31 системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара и общую выработанную электрическую мощность 32 (равную сумме выходных мощностей 30 и 31).
Для запуска электростанции 1 на стадии 45 запускают газотурбинную установку 2 и нагружают электростанцию вплоть до нагрузки 33, соответствующей собственным нуждам, после чего поддерживают электростанцию в режиме нагрузки 33, соответствующей ее собственным нуждам (стадия 46).
Кроме того, на стадии 46 запускают систему 10 выработки энергии с помощью водяного пара (т.е. нагружают до частоты синхронизации) и затем нагружают на стадии 47. В этом режиме система 10 выработки энергии с помощью водяного пара вырабатывает вторую выходную электрическую мощность 31, большую, чем нулевая мощность.
В то время как система 10 выработки энергии с помощью водяного пара нагружается (на стадии 47), выходная мощность 30 газотурбинной установки 2 уменьшается.
Общая генерируемая мощность 32 (которая представляет собой сумму первой и второй электрических мощностей 30, 31) по существу равна собственным нуждам электростанции 1.
Фиг.6 демонстрирует дополнительный пример, в котором на стадии 47 выходную мощность 30 газотурбинной установки снижают до величины, меньшей нуля, т.е. для работы газотурбинной установки 2 требуется подвод электрической энергии. Как уже было отмечено, в этом случае мощность, необходимая для работы газотурбинной установки 2, может быть обеспечена системой 10 выработки энергии с помощью водяного пара, которая может вырабатывать выходную мощность, превышающую собственные нужды 33, так чтобы мощность 31 компенсировала мощность 30, а общая вырабатываемая мощность 32 по существу была равна нулю.
Электростанцию 1 затем поддерживают в установившемся режиме работы с общей генерируемой мощностью 32, по существу равной расходу электроэнергии 33 на собственные нужды (т.е. никакая электрическая мощность в сеть 21 не поступает).
Предпочтительно электрический генератор 20 подключен к сети 21. Поскольку в таком режиме электростанция 1 вырабатывает лишь энергию, соответствующую собственным нуждам 33, она не обеспечивает подачу какой-либо энергии в электрическую сеть 21.
В котле 11 генерируется водяной пар, который затем расширяется в паровой турбине 12. Паровая турбина 12 содержит статор 12а и ротор 12b. Предпочтительно, в то время как выходная мощность 30 газотурбинной установки 2 уменьшается на стадии 47, газотурбинную установку 2 регулируют таким образом, чтобы получить минимальную температуру пара, подходящую для ротора 12. Другими словами, поскольку между паром и ротором 12b происходит теплообмен, температура пара не может слишком отличаться от температуры указанного ротора 12b, т.к. это может вызвать значительные механические напряжения в роторе. По этой причине температура пара предпочтительно должна быть близка к температуре ротора 12b.
Снятие нагрузки
Далее со ссылкой с фиг.7 описан процесс снижения выходной мощности, осуществляемый для перевода электростанции 1 из режима, в котором она подает мощность в электрическую сеть 21, в режим, в котором она подключена к сети 21, но не подводит к ней какую-либо мощность.
На фиг.7 показаны первая выходная мощность 30 газотурбинной установки 2, вторая выходная мощность 31 системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара, общая генерируемая мощность 32 (соответствующая мощности, подводимой в электрическую сеть 21) и собственные нужды 33.
Начиная от установившегося режима 54 работы электростанции 1, которая подает мощность в электрическую сеть 21, предложенный способ включает стадию 55 снижения первой выходной мощности 30 газотурбинной установки 2. В предпочтительном воплощении способа первую выходную мощность 30 снижают вплоть до достижения минимальной температуры пара, подходящей для ротора.
При проведении этой стадии вторая выходная мощность 31 системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара также снижается вследствие уменьшения количества теплоты, содержащейся в отходящих газах газотурбинной установки, поступающих в паровой котел 11, что приводит к генерированию в котле 11 меньшего количества водяного пара.
После этого на стадии 56 уменьшается вторая выходная мощность 31 системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара до установившегося режима (в то же время первая выходная мощность 30 газотурбинной установки 2 поддерживается по существу постоянной), а на последующей стадии 57 первая выходная мощность 30 газотурбинной установки 2 еще больше уменьшается, так что общая генерируемая мощность 32, т.е. сумма первой и второй выходных мощностей 30, 31, выработанных газотурбинной установкой и системой 10 выработки энергии с помощью водяного пара, по существу равна собственным нуждам 33 электростанции 1.
Фиг.7 иллюстрирует пример, в котором как газотурбинная установка, так и система 10 выработки энергии с помощью водяного пара вырабатывает положительную первую выходную мощность 30 и вторую выходную мощность 31.
Фиг.8 демонстрирует пример, в котором выходная мощность 30 газотурбинной установки уменьшается до нулевой величины. В этом случае для функционирования газотурбинной установки 2 необходим подвод энергии, и эта энергия подводится от системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара.
В результате электростанция поддерживается в установившемся режиме (стадия 58), при этом общая вырабатываемая мощность 32 по существу равна мощности 33, необходимой для собственных нужд электростанции 1.
Электростанция 1, показанная на фиг.1, содержит газовую турбину 5, паровую турбину 12 и генератор 20, соединенные посредством одного единственного вала. Очевидно, что этот же способ может быть реализован в другой электростанции 1, имеющей более чем один вал, например в электростанции, показанной на фиг.2.
В этом случае газотурбинная установка 2 (или каждая газотурбинная установка 2, если используется более чем одна газотурбинная установка) и система 10 выработки энергии с помощью водяного пара (или каждая система 10 выработки энергии с помощью водяного пара, если используется более чем одна такая система) соединены с генераторами 20а, 20b, которые подключены к электрической сети 21. Передача энергии от системы 10 выработки электроэнергии за счет энергии водяного пара к газотурбинной установке 2 (когда это необходимо) может осуществляться посредством электрической сети 21. Другими словами, система 10 выработки энергии с помощью водяного пара может подавать электрическую энергию в сеть 21, а газотурбинная установка 2 может потреблять энергию от электрической сети 21 (при этом ее генератор 20а работает как электромотор), так что общая генерируемая мощность (которую подают в сеть 21 и которая представляет собой разность между мощностью, подводимой от системы 10 выработки энергии с помощью водяного пара, и мощности, потребляемой газотурбинной установкой 2, равна нулю.
Кроме того, или в качестве альтернативы электроэнергия может быть подведена непосредственно к генераторам 20а и 20b по электрической линии 23.
Помимо этого, возможно также отключение электростанции 1 от электрической сети 21.
Конечно, описанные выше особенности изобретения могут быть обеспечены независимо одна от другой.
На практике материалы и геометрические размеры элементов электростанции могут быть выбраны по усмотрению в соответствии с техническими требованиями и существующим уровнем технологии.
Перечень ссылочных позиций
1 - электростанция, 2 - газотурбинная установка, 3 - компрессор, 4 - камера сгорания, 5 - турбина, 6 - топливо, 7 - окислитель, 8 - продукты сгорания, 10 - система выработки энергии с помощью водяного пара, 11 - паровой котел, 12а - статор, 12b -ротор, 13 - конденсатор, 14 насос, 20, 20а, 20b - электрогенератор, 21 - электрическая сеть, 22, 23 - электрическая линия, 30 (30а) - первая выходная мощность от 2 газотурбинной установки, 31 (31а) - вторая выходная мощность от 12, 32 - общая генерируемая мощность (30+31), 33 - собственные нужды, 45, 46, 47 - стадии, 54,55,56, 57 - стадии, t - время.
Claims (9)
1. Способ работы электростанции (1), содержащей газотурбинную установку (2) и систему (10) выработки энергии с помощью водяного пара, которая приводит в действие по меньшей мере один электрический генератор (20), при этом в газотурбинной установке производят отходящие газы (8), которые направляют в паровой котел (11) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, отличающийся тем, что в установившемся режиме газотурбинная установка (2) работает за счет подвода электроэнергии, система (10) выработки энергии с помощью водяного пара генерирует вторую выходную мощность (31) больше нуля, при этом общая генерируемая мощность (32), представляющая собой сумму первой и второй выходных мощностей (30, 31), по существу равна собственным нуждам (33) электростанции (1).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что система (10) выработки энергии с помощью водяного пара генерирует вторую выходную мощность (31), которая больше указанных собственных нужд (33), при этом мощность, генерируемую системой (10) выработки энергии с помощью водяного пара, превышающую указанные собственные нужды (33), используют для привода газотурбинной установки (2).
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что электрический генератор (20) подключен к электрической сети (21).
4. Способ запуска электростанции (1), содержащей газотурбинную установку (2) и систему (10) выработки энергии с помощью водяного пара, которая приводит в действие по меньшей мере один электрический генератор (20), при этом газотурбинная установка (2) производит отходящие газы (8), которые направляют в паровой котел (11) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, отличающийся тем, что запускают и нагружают газотурбинную установку (2) для генерирования первой выходной мощности (30), которая больше нуля и по существу равна собственным нуждам, затем запускают и нагружают систему (10) выработки энергии с помощью водяного пара для генерирования второй выходной мощности (31), которая больше нуля, снижают первую выходную мощность (30) так, что газотурбинная установка (2) работает за счет подвода электроэнергии при нагруженной системе (10) выработки энергии с помощью водяного пара, при этом общая генерируемая мощность (32), представляющая собой сумму первой и второй выходных мощностей (30, 31), по существу равна собственным нуждам (33) электростанции (1), и затем поддерживают работу электростанции (1) в установившемся режиме при общей генерируемой мощности (32), по существу равной собственным нуждам (33) электростанции (1).
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что электрический генератор (20) подключен к электрической сети (21).
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в паровом котле (11) генерируется водяной пар, который затем расширяется в одной или более турбинах (12) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, при этом турбина (12) содержит статор (12а) и ротор (12b), причем при снижении первой выходной мощности (30) газовую турбину регулируют так, чтобы получить минимальную температуру пара, подходящую для ротора (12b).
7. Способ снижения мощности электростанции (1), содержащей газотурбинную установку (2) и систему (10) выработки энергии с помощью водяного пара, которая приводит в действие по меньшей мере один электрический генератор (20), характеризующийся тем, что газотурбинная установка (2) производит отходящие газы (8), которые направляют в паровой котел (11) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, в паровом котле (11) генерируется водяной пар, который затем расширяется в турбине (12) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, причем турбина (12) содержит статор (12а) и ротор (12b), при этом уменьшают первую выходную мощность (30) газовой турбины (2), затем уменьшают вторую выходную мощность (31) системы (10) выработки энергии с помощью водяного пара, затем уменьшают первую выходную мощность (30) газотурбинной установки (2) таким образом, что общая генерируемая мощность (32), представляющая собой сумму первой и второй выходных мощностей (30, 31), по существу равна собственным нуждам (33) электростанции (1), и затем поддерживают работу электростанции (1) в установившемся режиме при общей генерируемой мощности (32), по существу равной собственным нуждам (33) электростанции (1).
8. Способ по п. 7, в котором в течение первого уменьшения первой выходной мощности (30) указанную первую выходную мощность (30) уменьшают до достижения минимальной температуры пара, подходящей для ротора (12b).
9. Способ по п. 7, в котором отключают электростанцию (1) от электрической сети (21).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP11180459.7 | 2011-09-07 | ||
EP11180459 | 2011-09-07 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012138139A RU2012138139A (ru) | 2014-03-27 |
RU2552882C2 true RU2552882C2 (ru) | 2015-06-10 |
Family
ID=46682753
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012138139/06A RU2552882C2 (ru) | 2011-09-07 | 2012-09-06 | Способ работы электростанции |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9127574B2 (ru) |
EP (1) | EP2568127B1 (ru) |
JP (1) | JP2013057318A (ru) |
CN (1) | CN102996190B (ru) |
CA (1) | CA2787868C (ru) |
ES (1) | ES2535513T3 (ru) |
RU (1) | RU2552882C2 (ru) |
SG (1) | SG188729A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2732860C2 (ru) * | 2015-08-20 | 2020-09-23 | Аурелия Турбинс Ой | Система, способ и компьютерная программа для эксплуатации многокаскадной газовой турбины наземного или морского базирования |
RU2810330C1 (ru) * | 2023-07-25 | 2023-12-26 | Акционерное общество "ОДК-Авиадвигатель" | Способ импульсной разгрузки энергетической газотурбинной установки при внезапном сбросе нагрузки |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2775107A1 (en) * | 2013-03-06 | 2014-09-10 | Alstom Technology Ltd | Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant |
DE102013206992A1 (de) | 2013-04-18 | 2014-10-23 | Siemens Aktiengesellschaft | Bereitstellung negativer Regelleistung durch eine Gasturbine |
US8847559B1 (en) * | 2013-07-24 | 2014-09-30 | Robert Ryan Jameson Horne | Generator system and method of operation |
DE102017113926A1 (de) * | 2017-06-23 | 2018-12-27 | Rwe Power Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb eines Kraftwerks |
JP7007029B2 (ja) | 2017-11-09 | 2022-01-24 | ミツビシ パワー アメリカズ インコーポレイテッド | 複合サイクル発電装置のための追加的な動力供給 |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU378644A1 (ru) * | 1971-12-27 | 1973-04-18 | Способ сохранения в резерве паротурбогенераторной установки„-,^-.-:^.-;-tv«;= | |
SU454362A1 (ru) * | 1974-01-09 | 1974-12-25 | Ленинградский технологический институт холодильной промышленности | Парогазова установка |
SU787695A1 (ru) * | 1979-01-17 | 1980-12-15 | Ивановский энергетический институт им.В.И.Ленина | Энергетическа установка |
DE3016777A1 (de) * | 1980-04-30 | 1981-11-05 | Hitachi, Ltd., Tokyo | Verfahren und regeleinrichtung zum betreiben eines kombinierten gas- und dampfturbinen-karftwerks |
SU1163681A1 (ru) * | 1982-05-06 | 1985-12-15 | Саратовский Ордена Трудового Красного Знамени Политехнический Институт | Парогазова установка |
EP1736638A1 (de) * | 2005-06-21 | 2006-12-27 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Hochfahren einer Gas- und Dampfturbinenanlage |
US20090044534A1 (en) * | 2005-05-19 | 2009-02-19 | Roberto Carapellucci | Scheme of power enhancement for combined cycle plants through steam injection |
RU2395696C1 (ru) * | 2009-05-28 | 2010-07-27 | Закрытое акционерное общество "НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ "ДЕЛЬФИН-ИНФОРМАТИКА" | Тепловая паротурбинная электростанция с парогенерирующей водород-кислородной установкой (варианты) |
US20110016876A1 (en) * | 2009-07-21 | 2011-01-27 | Alstom Technology Ltd | Method for the control of gas turbine engines |
US7966102B2 (en) * | 2007-10-30 | 2011-06-21 | General Electric Company | Method and system for power plant block loading |
Family Cites Families (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3564273A (en) * | 1967-11-09 | 1971-02-16 | Gen Electric | Pulse width modulated control system with external feedback and mechanical memory |
US3588265A (en) * | 1968-04-19 | 1971-06-28 | Westinghouse Electric Corp | System and method for providing steam turbine operation with improved dynamics |
US3561216A (en) * | 1969-03-19 | 1971-02-09 | Gen Electric | Thermal stress controlled loading of steam turbine-generators |
US3552872A (en) * | 1969-04-14 | 1971-01-05 | Westinghouse Electric Corp | Computer positioning control system with manual backup control especially adapted for operating steam turbine valves |
US3703807A (en) * | 1971-01-15 | 1972-11-28 | Laval Turbine | Combined gas-steam turbine power plant |
FR2125680A5 (ru) * | 1971-02-16 | 1972-09-29 | Rigollot Georges | |
US3959635A (en) * | 1972-04-24 | 1976-05-25 | Westinghouse Electric Corporation | System and method for operating a steam turbine with digital computer control having improved automatic startup control features |
US3762162A (en) * | 1972-05-16 | 1973-10-02 | Hitachi Ltd | Method of operating and control system for combined cycle plants |
US4258424A (en) * | 1972-12-29 | 1981-03-24 | Westinghouse Electric Corp. | System and method for operating a steam turbine and an electric power generating plant |
US3849662A (en) * | 1973-01-02 | 1974-11-19 | Combustion Eng | Combined steam and gas turbine power plant having gasified coal fuel supply |
US4455614A (en) * | 1973-09-21 | 1984-06-19 | Westinghouse Electric Corp. | Gas turbine and steam turbine combined cycle electric power generating plant having a coordinated and hybridized control system and an improved factory based method for making and testing combined cycle and other power plants and control systems therefor |
JPS5171442A (ja) * | 1974-12-18 | 1976-06-21 | Hitachi Ltd | Fukugosaikurupurantono shutsuryokuseigyohoshiki |
US4103178A (en) * | 1977-03-11 | 1978-07-25 | Westinghouse Electric Corp. | Black start system for large steam powered electric generation plants |
JPS541742A (en) | 1977-06-03 | 1979-01-08 | Hitachi Ltd | Controller of complex generating plant |
JPS5564409A (en) | 1978-11-10 | 1980-05-15 | Seiko Instr & Electronics Ltd | Agc circuit of receiver |
JPS5847204Y2 (ja) * | 1979-10-31 | 1983-10-28 | 株式会社日立製作所 | 複合サイクルプラントの出力制御方式 |
DE2945404C2 (de) * | 1979-11-09 | 1983-05-11 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Verfahren zum Betrieb einer kombinierten Gas-Dampfturbinenanlage und Gas-Dampfturbinenanlage zur Durchführung dieses Verfahrens |
US4362013A (en) * | 1980-04-04 | 1982-12-07 | Hitachi, Ltd. | Method for operating a combined plant |
US4329592A (en) * | 1980-09-15 | 1982-05-11 | General Electric Company | Steam turbine control |
DE3320228A1 (de) * | 1983-06-03 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
DE3320227A1 (de) * | 1983-06-03 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
DE3415224A1 (de) * | 1984-04-21 | 1985-10-24 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Gasturbinen- und dampfkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
JPS60249609A (ja) | 1984-05-25 | 1985-12-10 | Toshiba Corp | コンバインドサイクル発電プラントの負荷制御装置 |
JPS6165026A (ja) | 1984-09-05 | 1986-04-03 | Toshiba Corp | 自家発発電設備 |
JPS62502209A (ja) * | 1985-03-15 | 1987-08-27 | テイ−シイ−エイチ、サ−モ−コンサルテイング−ハイデルベルク、ゲゼルシヤフト、ミツト、ベシユレンクテル、ハフツンク | 結合型蒸気−ガスタ−ビンシステム |
JPH03284197A (ja) | 1990-03-28 | 1991-12-13 | Mitsubishi Electric Corp | 発電機の原動機制御装置 |
US5431016A (en) * | 1993-08-16 | 1995-07-11 | Loral Vought Systems Corp. | High efficiency power generation |
US5565017A (en) * | 1993-12-17 | 1996-10-15 | Air Products And Chemicals, Inc. | High temperature oxygen production with steam and power generation |
DE4409567A1 (de) * | 1994-03-21 | 1995-09-28 | Abb Management Ag | Verfahren zur Kühlung von thermisch belasteten Komponenten einer Gasturbogruppe |
US5666800A (en) * | 1994-06-14 | 1997-09-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Gasification combined cycle power generation process with heat-integrated chemical production |
US5473898A (en) * | 1995-02-01 | 1995-12-12 | Westinghouse Electric Corporation | Method and apparatus for warming a steam turbine in a combined cycle power plant |
US6244033B1 (en) * | 1999-03-19 | 2001-06-12 | Roger Wylie | Process for generating electric power |
CN1187520C (zh) * | 1999-12-21 | 2005-02-02 | 西门子公司 | 汽轮机运行方法和具有按此方法工作的汽轮机的透平装置 |
US6644011B2 (en) * | 2000-03-24 | 2003-11-11 | Cheng Power Systems, Inc. | Advanced Cheng Combined Cycle |
US6608395B1 (en) * | 2000-03-28 | 2003-08-19 | Kinder Morgan, Inc. | Hybrid combined cycle power generation facility |
DE10056231B4 (de) | 2000-11-13 | 2012-02-23 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks |
JP2003032898A (ja) | 2001-07-18 | 2003-01-31 | Kobe Steel Ltd | 自家発電設備 |
US6588212B1 (en) * | 2001-09-05 | 2003-07-08 | Texaco Inc. | Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet |
JP2004080945A (ja) | 2002-08-21 | 2004-03-11 | Hokuei:Kk | コジェネレーションシステムにおける制御方法 |
CN1330855C (zh) * | 2002-09-17 | 2007-08-08 | 福斯特能源公司 | 利用再循环工作流体的先进混杂式煤气化循环 |
US6751959B1 (en) * | 2002-12-09 | 2004-06-22 | Tennessee Valley Authority | Simple and compact low-temperature power cycle |
JP4138596B2 (ja) | 2003-07-17 | 2008-08-27 | 三菱重工業株式会社 | コンバインドプラントの自動停止方法及び自動停止制御装置及びこの自動停止制御装置を備えたコンバインドプラント |
US6766646B1 (en) * | 2003-11-19 | 2004-07-27 | General Electric Company | Rapid power producing system and method for steam turbine |
US7188478B2 (en) * | 2004-09-13 | 2007-03-13 | General Electric Company | Power generation system and method of operating same |
JP2006191748A (ja) | 2005-01-06 | 2006-07-20 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 集合型電力ネットワークシステム |
EP1752619A2 (de) * | 2005-04-18 | 2007-02-14 | ALSTOM Technology Ltd | Turbogruppe mit Anfahrvorrichtung |
US20070130952A1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-06-14 | Siemens Power Generation, Inc. | Exhaust heat augmentation in a combined cycle power plant |
SE531872C2 (sv) * | 2006-01-24 | 2009-09-01 | Bengt H Nilsson Med Ultirec Fa | Förfarande för stegvis energiomvandling |
EP2203680B1 (en) * | 2007-09-25 | 2015-12-23 | Bogdan Wojak | Methods and systems for sulphur combustion |
US8133298B2 (en) * | 2007-12-06 | 2012-03-13 | Air Products And Chemicals, Inc. | Blast furnace iron production with integrated power generation |
US20100146982A1 (en) * | 2007-12-06 | 2010-06-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Blast furnace iron production with integrated power generation |
EP2450535A1 (de) * | 2008-06-27 | 2012-05-09 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zur Primärregelung einer kombinierten Gas- und Dampfturbinenanlage |
DE102008062588B4 (de) * | 2008-12-16 | 2010-11-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Stabilisierung der Netzfrequenz eines elektrischen Stromnetzes |
US8776521B2 (en) * | 2010-02-26 | 2014-07-15 | General Electric Company | Systems and methods for prewarming heat recovery steam generator piping |
DE102011102720B4 (de) * | 2010-05-26 | 2021-10-28 | Ansaldo Energia Switzerland AG | Kraftwerk mit kombiniertem Zyklus und mit Abgasrückführung |
CH703218A1 (de) * | 2010-05-26 | 2011-11-30 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk mit Rauchgasrezirkulation sowie Kraftwerk. |
EP2395205A1 (en) * | 2010-06-10 | 2011-12-14 | Alstom Technology Ltd | Power Plant with CO2 Capture and Compression |
US8505299B2 (en) * | 2010-07-14 | 2013-08-13 | General Electric Company | Steam turbine flow adjustment system |
US9019108B2 (en) * | 2010-08-05 | 2015-04-28 | General Electric Company | Thermal measurement system for fault detection within a power generation system |
CH703770A1 (de) * | 2010-09-02 | 2012-03-15 | Alstom Technology Ltd | Verfahren zum spülen der abgasrezirkulationsleitungen einer gasturbine. |
DK2630342T3 (en) * | 2010-10-19 | 2014-12-15 | Alstom Technology Ltd | Method for operation of a gas / steam-combi power plant with cogeneration and a gas / steam-combi power plant for carrying out the process |
JP5665621B2 (ja) * | 2011-03-25 | 2015-02-04 | 株式会社東芝 | 排熱回収ボイラおよび発電プラント |
JP5774381B2 (ja) * | 2011-05-31 | 2015-09-09 | 株式会社東芝 | 排熱回収ボイラおよび発電プラント |
US8899909B2 (en) * | 2011-06-27 | 2014-12-02 | General Electric Company | Systems and methods for steam turbine wheel space cooling |
US20140116063A1 (en) * | 2011-07-11 | 2014-05-01 | Hatch Ltd. | Advanced combined cycle systems and methods based on methanol indirect combustion |
ES2578294T3 (es) * | 2011-09-07 | 2016-07-22 | Alstom Technology Ltd. | Procedimiento de funcionamiento de una central eléctrica de ciclo combinado |
KR101619754B1 (ko) * | 2011-12-19 | 2016-05-11 | 제네럴 일렉트릭 테크놀러지 게엠베하 | 연도 가스 재순환을 갖는 가스 터빈 발전소에서의 가스 조성물의 제어 |
EP2642089B1 (en) * | 2012-03-19 | 2016-08-24 | General Electric Technology GmbH | Method for operating a power plant |
CN104981587B (zh) * | 2012-03-28 | 2017-05-03 | 通用电器技术有限公司 | 联合循环发电厂及用于操作此类联合循环发电厂的方法 |
US20140150447A1 (en) * | 2012-12-05 | 2014-06-05 | General Electric Company | Load ramp and start-up system for combined cycle power plant and method of operation |
US9567913B2 (en) * | 2013-01-28 | 2017-02-14 | General Electric Company | Systems and methods to extend gas turbine hot gas path parts with supercharged air flow bypass |
EP2770171A1 (en) * | 2013-02-22 | 2014-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method for providing a frequency response for a combined cycle power plant |
EP2775106A1 (en) * | 2013-03-06 | 2014-09-10 | Alstom Technology Ltd | Method for operating a combined-cycle power plant |
EP2775107A1 (en) * | 2013-03-06 | 2014-09-10 | Alstom Technology Ltd | Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant |
US9618261B2 (en) * | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
EP2824293A1 (en) * | 2013-07-08 | 2015-01-14 | Alstom Technology Ltd | Power plant with integrated fuel gas preheating |
EP2837778A1 (en) * | 2013-08-15 | 2015-02-18 | ALSTOM Technology Ltd | Operation of a gas turbine power plant with carbon dioxide separation |
-
2012
- 2012-08-24 CA CA2787868A patent/CA2787868C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-24 EP EP20120181719 patent/EP2568127B1/en active Active
- 2012-08-24 ES ES12181719.1T patent/ES2535513T3/es active Active
- 2012-09-03 SG SG2012065165A patent/SG188729A1/en unknown
- 2012-09-06 RU RU2012138139/06A patent/RU2552882C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-09-06 US US13/605,273 patent/US9127574B2/en active Active
- 2012-09-06 CN CN201210327854.1A patent/CN102996190B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-09-07 JP JP2012196782A patent/JP2013057318A/ja not_active Ceased
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU378644A1 (ru) * | 1971-12-27 | 1973-04-18 | Способ сохранения в резерве паротурбогенераторной установки„-,^-.-:^.-;-tv«;= | |
SU454362A1 (ru) * | 1974-01-09 | 1974-12-25 | Ленинградский технологический институт холодильной промышленности | Парогазова установка |
SU787695A1 (ru) * | 1979-01-17 | 1980-12-15 | Ивановский энергетический институт им.В.И.Ленина | Энергетическа установка |
DE3016777A1 (de) * | 1980-04-30 | 1981-11-05 | Hitachi, Ltd., Tokyo | Verfahren und regeleinrichtung zum betreiben eines kombinierten gas- und dampfturbinen-karftwerks |
SU1163681A1 (ru) * | 1982-05-06 | 1985-12-15 | Саратовский Ордена Трудового Красного Знамени Политехнический Институт | Парогазова установка |
US20090044534A1 (en) * | 2005-05-19 | 2009-02-19 | Roberto Carapellucci | Scheme of power enhancement for combined cycle plants through steam injection |
EP1736638A1 (de) * | 2005-06-21 | 2006-12-27 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Hochfahren einer Gas- und Dampfturbinenanlage |
US7966102B2 (en) * | 2007-10-30 | 2011-06-21 | General Electric Company | Method and system for power plant block loading |
RU2395696C1 (ru) * | 2009-05-28 | 2010-07-27 | Закрытое акционерное общество "НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ КОМПАНИЯ "ДЕЛЬФИН-ИНФОРМАТИКА" | Тепловая паротурбинная электростанция с парогенерирующей водород-кислородной установкой (варианты) |
US20110016876A1 (en) * | 2009-07-21 | 2011-01-27 | Alstom Technology Ltd | Method for the control of gas turbine engines |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2732860C2 (ru) * | 2015-08-20 | 2020-09-23 | Аурелия Турбинс Ой | Система, способ и компьютерная программа для эксплуатации многокаскадной газовой турбины наземного или морского базирования |
RU2810330C1 (ru) * | 2023-07-25 | 2023-12-26 | Акционерное общество "ОДК-Авиадвигатель" | Способ импульсной разгрузки энергетической газотурбинной установки при внезапном сбросе нагрузки |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2568127A3 (en) | 2013-07-03 |
CN102996190A (zh) | 2013-03-27 |
SG188729A1 (en) | 2013-04-30 |
ES2535513T3 (es) | 2015-05-12 |
CA2787868A1 (en) | 2013-03-07 |
CA2787868C (en) | 2016-07-12 |
EP2568127A2 (en) | 2013-03-13 |
US20130082467A1 (en) | 2013-04-04 |
RU2012138139A (ru) | 2014-03-27 |
EP2568127B1 (en) | 2015-02-25 |
US9127574B2 (en) | 2015-09-08 |
CN102996190B (zh) | 2016-06-08 |
JP2013057318A (ja) | 2013-03-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2552882C2 (ru) | Способ работы электростанции | |
RU2195763C2 (ru) | Турбогенераторная установка | |
CN102996252B (zh) | 用于操作联合循环电厂的方法 | |
CN104033249B (zh) | 用于操作联合循环动力设备的方法 | |
US10072532B2 (en) | Method for starting-up and operating a combined-cycle power plant | |
CN104578060B (zh) | 一种sfc自启动燃汽轮机组的黑启动柴油机的选择方法 | |
JP2006274868A (ja) | ガスタービン発電機の運転制御装置 | |
JP2010148350A (ja) | 送電線網を安定させるための装置 | |
JP2019027398A (ja) | コンバインドサイクル発電プラントおよびコンバインドサイクル発電プラントの制御方法 | |
KR20170086408A (ko) | 파워 플랜트의 작동 방법 및 파워 플랜트 | |
Yu et al. | Variable speed control of single shaft micro turbine gas generator in micro grids | |
CN214506566U (zh) | 黑启动电源*** | |
US20220271563A1 (en) | System and method for black starting power plant | |
JP2014125987A (ja) | ガスタービンシステム及びガスタービンシステムの運転方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170907 |